comision nacional de hidrocarburos

Viernes 4 de diciembre de 2009
DIARIO OFICIAL
(Primera Sección)
COMISION NACIONAL DE HIDROCARBUROS
Resolución CNH.06.001/09 por la que la Comisión Nacional de Hidrocarburos da a conocer las disposiciones
técnicas para evitar o reducir la quema y el venteo de gas en los trabajos de exploración y explotación de
hidrocarburos.
Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos.- Secretaría de Energía.Comisión Nacional de Hidrocarburos.
JUAN CARLOS ZEPEDA MOLINA, EDGAR RENE RANGEL GERMAN, JAVIER HUMBERTO ESTRADA
ESTRADA, GUILLERMO CRUZ DOMINGUEZ VARGAS y ALFREDO EDUARDO GUZMAN BALDIZAN,
comisionado presidente y comisionados, respectivamente, integrantes de la Comisión Nacional de
Hidrocarburos, con fundamento en los artículos 11 y 15 de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional
en el Ramo del Petróleo, y 2, 3 y 4, fracciones III, VII, VIII, XIII, XV, XVI, XXI, XXII, XXIII, de la Ley de la
Comisión Nacional de Hidrocarburos y la Resolución CNH.06.001/09, tomada por el Organo de Gobierno de la
Comisión Nacional de Hidrocarburos el día 12 de noviembre de 2009, hemos tenido a bien expedir la
siguiente:
RESOLUCION CNH.06.001/09 POR LA QUE LA COMISION NACIONAL DE HIDROCARBUROS DA A
CONOCER LAS DISPOSICIONES TECNICAS PARA EVITAR O REDUCIR LA QUEMA Y EL VENTEO DE
GAS EN LOS TRABAJOS DE EXPLORACION Y EXPLOTACION DE HIDROCARBUROS
Capítulo I
Disposiciones generales
Artículo 1. Las presentes disposiciones técnicas se emiten en términos de los artículos 11 y 15 de la Ley
Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, y 2, 3 y 4, fracciones III, VII, VIII, XIII,
XV, XVI, XXI, XXII, XXIII, de la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, por lo que son de observancia
obligatoria y tienen por objeto que Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios realicen la planificación
sobre la forma en la que deberán conservar el valor económico del gas presente en los yacimientos objeto de
trabajos de exploración y explotación de hidrocarburos, en tanto que es patrimonio de la nación; buscando
siempre la maximización de su valor económico una vez que sea producido, y atendiendo a los principios y
bases siguientes:
I.
La Comisión dará prioridad a las inversiones para evitar o reducir al mínimo la quema y el venteo
de gas. De la misma manera, la Comisión considera como prioritarias las inversiones en materia
de seguridad industrial, a efecto de disminuir los riesgos que las actividades de la industria
petrolera puedan causar al medio ambiente y a la salud de los trabajadores;
II.
Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios deberán sujetarse al marco normativo y
procedimental establecido en las presentes disposiciones técnicas, a fin de evitar, salvo causa
grave, o reducir al mínimo la quema o el venteo de gas que pudiera resultar prudente realizar,
como consecuencia de sus actividades de exploración y explotación de hidrocarburos;
III.
Las presentes disposiciones establecen las metodologías que Petróleos Mexicanos y sus
organismos subsidiarios deberán seguir en el diseño de los proyectos de exploración y explotación
de hidrocarburos, conforme lo establecido en el capítulo II de las presentes disposiciones técnicas,
en lo relativo a la evaluación de las alternativas para evitar extraer, aprovechar, conservar o
transferir el gas natural que se debe obtener de un yacimiento, y a través de dichas medidas, evitar
su destrucción;
IV.
Se establecen las bases para el diseño y ejecución de un programa de inversión, construcción,
operación y mantenimiento de instalaciones, cuyo propósito sea reducir al mínimo los volúmenes
de gas que pudiesen resultar prudente destruir, y que en tal programa Petróleos Mexicanos se
compromete a cumplir con lo establecido en los capítulos II a V de las presentes disposiciones
técnicas.
V.
Se establecen los procedimientos que Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios deberán
seguir para presentar a la Comisión un programa de cumplimiento obligatorio que incluya los
objetivos, medidas, inversiones, cronogramas y otras informaciones o compromisos que resulten
necesarios para reducir la quema o el venteo de gas al menor volumen y nivel técnica y
económicamente viable de alcanzar. Lo anterior, como consecuencia de las actividades de
exploración y explotación de hidrocarburos de proyectos actualmente en explotación y en términos
de lo establecido en el capítulo IX de las presentes disposiciones.
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VI.
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Se establecen las bases para realizar la verificación del cumplimiento del programa referido en las
fracciones tercera, cuarta y quinta de este artículo, así como los procedimientos y avances en los
programas de inversión para garantizar el cumplimiento de los objetivos planteados en materia de
reducción de quema y venteo de gas, en el marco del desarrollo de los proyectos de exploración y
explotación de hidrocarburos. Lo anterior, conforme lo establecido en los capítulos VI, VII y VIII de
las presentes disposiciones.
Artículo 2. El presente instrumento regula algunos aspectos operativos del proceso de extracción del gas
y es complementario a los manuales de ingeniería y demás normatividad técnica emitida por Petróleos
Mexicanos, siempre y cuando estas últimas no lo contravengan, en cuyo caso, prevalecerán las presentes
disposiciones técnicas.
Artículo 3. En la interpretación y aplicación de las presentes disposiciones técnicas, se estará a las
siguientes definiciones:
I.
Aprovechamiento del gas: Se refiere al consumo de gas por parte de la misma unidad
administrativa de Petróleos Mexicanos como combustible en turbinas, compresores o motores o
para su reinyección para mejorar la extracción de aceite en el mismo campo; a la venta del gas a
terceros o su traspaso a otra subsidiaria que la procese, la consuma en usos propios o la conduzca
para ser entregada a empresas permisionadas o a usuarios finales.
II.
Análisis económico: Evaluación monetaria que compara el valor presente neto de distintos
proyectos de inversión en términos y condiciones semejantes.
III.
Campo. Area geográfica consistente en un yacimiento, o conjunto de yacimientos de
hidrocarburos, todos agrupados o relacionados con la misma estructura geológica o condiciones
estratigráficas. Puede haber dos o más yacimientos en un campo que estén separados
verticalmente por rocas impermeables, por barreras geológicas laterales, o por ambas.
IV.
Comisión: Comisión Nacional de Hidrocarburos.
V.
Conservación del gas: Se refiere a la recuperación del gas extraído para su inyección al yacimiento
de origen para su almacenamiento, o en otros yacimientos o almacenes, siendo susceptible de ser
sustraído ulteriormente para su aprovechamiento.
VI.
Destrucción del gas: La incineración, quema, venteo o fugas de gas. Estas prácticas tienen por
efecto la pérdida o menoscabo del patrimonio de la nación, en virtud de que se está
desperdiciando un recurso que tiene un valor económico, o de que dicho gas puede ser utilizado
para otros fines.
VII.
Destrucción controlada: La quema, incineración o venteo de gas que no puede ser conservado o
aprovechado por razones económicas o técnicas, y que se realiza conforme lo establecen las
presentes disposiciones y demás normativa aplicable.
VIII.
Eficiencia operativa: se refiere a la adopción de prácticas o acciones para el diseño y operación de
las instalaciones o en la realización de los trabajos petroleros dedicados a la exploración y
explotación de hidrocarburos, que mejoren el rendimiento o los resultados de un proceso por
encima del incremento en costos o consumo de recursos.
IX.
Fugas: Compuestos orgánicos o inorgánicos volátiles u otros que escapan de un sistema
presuntamente cerrado, de forma fortuita.
X.
Gas: compuestos orgánicos o inorgánicos en estado gaseoso.
XI.
Gas natural: gas hidrocarburo cuyo principal componente es metano.
XII.
Gas asociado: Gas natural disuelto en el aceite en un yacimiento.
XIII.
Incineración de gas: La combustión de gas extraído en incineradores.
XIV.
Mejores prácticas: Son las acciones o recomendaciones publicadas, tecnologías empleadas o
destrezas industriales instrumentadas en el mundo, que permiten elevar la eficiencia para alcanzar
un objetivo o resultado con un menor requerimiento de recursos, o que incrementan la efectividad
reduciendo el margen de incertidumbre para alcanzar un objetivo o resultado claramente definido,
ambas, eficiencia y efectividad, considerando la disminución de riesgos de daños o perjuicios a las
personas, a los bienes o a la naturaleza.
XV.
Netback productor de gas: El precio regulado por la Comisión Reguladora de Energía del gas que
PEMEX vende por primera vez, también denominado Precio de Venta de Primera mano, menos el
costo de transporte entre la planta de procesamiento de ese gas y la boca del pozo que lo produjo.
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XVI.
PEMEX: Petróleos Mexicanos, a través de su división de Exploración y Producción, y sus
organismos subsidiarios.
XVII.
Plan de Desarrollo: Documento que conforme a los Lineamientos Técnicos para el Diseño de los
Proyectos de Exploración y explotación de Hidrocarburos deberá presentar PEMEX a la Comisión,
en términos de la fracción VI, del artículo 4 de la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos,
para su dictaminación.
XVIII. Quema de gas: La combustión, controlada o no controlada, sin aprovechamiento productivo del
gas extraído de un campo, cuyo flujo contiene un porcentaje significativo de metano, pudiendo
también contener otros componentes sólidos, líquidos o gaseosos.
XIX.
Quema rutinaria: La combustión controlada y planificada de gas extraído de un campo, hasta un
volumen máximo establecido en las presentes disposiciones, que ocurre dentro de condiciones
normales de operación, y se realiza con el objeto de mantener las condiciones necesarias de
seguridad.
XX.
Secretaría: La Secretaría de Energía.
XXI.
Transferencia de gas: Es la entrega de la custodia del gas producido por una unidad administrativa
de PEMEX Exploración y Producción a otra unidad administrativa o a otra subsidiaria de PEMEX
distinta de PEMEX Exploración y Producción, a cambio de un precio administrado por el organismo
de PEMEX encargado de calificar y establecer los términos y condiciones de los cambios de
custodia de combustibles entre unidades administrativas, siendo dicho precio igual o diferente al
Precio de Venta de Primera Mano determinado por la Comisión Reguladora de Energía para el gas
natural.
XXII.
Venteo de gas: Acto de dejar escapar de forma controlada o fortuita a la atmósfera sin combustión
el gas extraído, total o parcialmente.
XXIII. Venteo temporal o intermitente: Acto de dejar escapar de forma controlada a la atmósfera sin
combustión el gas extraído, hasta un volumen máximo por día propuesto por PEMEX y autorizado
por la Comisión, siempre y cuando éste no pueda ser quemado, y se realice únicamente con el
objeto de mantener las condiciones necesarias de seguridad de conformidad con las presentes
disposiciones.
XXIV. Valor económico: el valor definible o hipotético superior a cero que la nación o un tercero estaría
dispuesto a pagar por un recurso, un bien o un servicio en sí mismo o por los beneficios diversos
directos o indirectos que a su juicio su posición le pudiese acarrear.
Artículo 4. Unicamente podrá realizarse la destrucción del gas que sea extraído del subsuelo o de un
almacén, como consecuencia de los trabajos de exploración y explotación de hidrocarburos, en los siguientes
casos:
I.
Cuando de acuerdo al estudio técnico-económico que se refiere en el capítulo II de las presentes
disposiciones, y después de evaluar las alternativas para evitar extraer el gas, realizar su
conservación, transferencia o disponer de él para su aprovechamiento, se arribe a la conclusión de
que la única alternativa es la destrucción controlada del gas extraído.
II.
Cuando la extracción de hidrocarburos de un pozo sea inferior o igual al volumen mínimo y
periodicidad que para tales efectos determine la Comisión y que ésta se realice en términos del
capítulo VI, y bajo las categorías de “venteo temporal” o “quema rutinaria”.
III.
Cuando existan circunstancias de fuerza mayor, que impliquen un riesgo para la operación segura
en la instalaciones, en términos de lo establecido en los capítulos V y VI de las presentes
disposiciones.
Artículo 5. PEMEX deberá realizar las acciones necesarias para evitar extraer o, en caso contrario, para
conservar o aprovechar el gas sustraído durante los trabajos de exploración y explotación de hidrocarburos, o
bien, transferirlo a otro campo, de conformidad con las presentes disposiciones técnicas.
Para tal efecto, PEMEX evaluará las alternativas y soluciones con las que se cuenten, de tal forma que su
acumulado nacional, en materia de quema y venteo de gas natural, cumpla con el criterio y bases siguientes:
I.
El volumen de destrucción de gas, a nivel nacional, que PEMEX podrá realizar cada año estará
sujeto al cálculo de un límite máximo o techo.
II.
Dicho límite se obtiene de realizar las siguientes operaciones:
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a.
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Se divide el promedio móvil de los últimos tres años de quema y venteo de gas entre el
promedio móvil de la producción de gas asociado en el mismo periodo. Para realizar esta
operación deberá excluirse la información del campo Cantarell.
Dicho cálculo se expresa en lenguaje matemático, a través de la siguiente fórmula:
Donde:
(i)
T es el periodo inicial a estimar.
(ii)
t es el contador de temporalidad.
(iii) S es el operador matemático que denota la suma tanto de venteo como de
producción de gas asociado.
b.
(iv)
XT es el porcentaje de gas que servirá de base para calcular el volumen de gas a
ser destruido en un año (la relación obtenida entre el promedio móvil de los últimos
tres años en materia de quema y venteo de gas y la producción de gas asociado).
(v)
vgt es el venteo y quema de gas en cada uno de los periodos considerados para
obtener la media móvil.
(vi)
gat es la producción de gas asociado en cada uno de los periodos considerados
para obtener la media móvil.
Una vez que se ha calculado el factor XT, se deberán aplicar las siguientes reglas para
conocer el volumen de gas que podrá destruirse en determinado año (t T):
Es decir:
1. Si el porcentaje de gas que servirá como base para el cálculo del periodo (XT)
es mayor o igual al 2%, entonces el volumen de gas que PEMEX podrá destruir
en ese periodo (t T) no podrá ser mayor al 80% (1-20%) del volumen que
representa ese valor.
2. Si el valor XT es menor o igual a 2%, y mayor a 1%, entonces se permitirá que
se destruya hasta 85% (1-15%) del volumen de gas que representa esa
relación (t T).
3. Si XT es menor o igual a 1%, se permitirá la quema y venteo de hasta 95% del
mismo.
c.
III.
Al multiplicar el factor t T por la producción de gas asociado del periodo de referencia, se
obtendrá un volumen de gas expresado en pies cúbicos, al cual se le aplicarán las reglas
señaladas en el apartado b).
Este criterio tiene por efecto que cada año se estime un nivel nuevo o techo que vaya ajustándose
en el tiempo y que permita converger, en un periodo determinado a nivel nacional, al menor
volumen posible de gas quemado y venteado en los trabajos de exploración y explotación de
hidrocarburos, al tiempo que PEMEX alcance niveles de aprovechamiento de gas comparables con
las mejores prácticas.
Una vez que se alcancen los objetivos planteados en la fracción anterior, o bien que los niveles de quema
y venteo sean menores al 0.5%, la Comisión definirá nuevas bases y objetivos en esta materia.
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Los límites máximos establecidos en este artículo podrán ser revisados y ajustados por parte la Comisión,
con base en el análisis económico que para tal efecto realice.
Artículo 6. Con base en el cálculo establecido en el artículo anterior, PEMEX deberá realizar una
planeación integral de todos los campos, yacimientos y pozos abandonados, en proceso de abandono y en
explotación en donde se realice quema y venteo de gas, a efecto de establecer una estrategia integral que
logre llevar la quema y el venteo de gas a niveles por debajo del límite máximo o techo establecido en el
artículo anterior.
Para tal efecto, PEMEX podrá desarrollar un sistema de compensaciones en materia de quema y venteo
entre distintos campos, con el objeto de elevar o garantizar el índice de recuperación y la obtención máxima
de petróleo crudo y gas natural de determinado campo, mientras mantiene niveles de destrucción de gas
ajustados para alcanzar la meta nacional en otros.
A través de dichas compensaciones podrán contemplarse, de forma extraordinaria, un mayor volumen de
destrucción controlada de gas a los expresamente programados de conformidad con el artículo 30 de las
presentes disposiciones, siempre y cuando:
I.
La quema o venteo de gas se realicen de manera temporal y por un plazo no mayor a seis meses,
ya sea en el mismo campo o en otros.
II.
No se rebase el límite de quema y venteo nacional proyectado para ese año.
La solicitud que para tal efecto dirija PEMEX a la Comisión, deberá contener:
I.
El análisis de factibilidad de la obtención de los beneficios económicos proyectados con estas
acciones.
II.
La proyección de los volúmenes de gas que serán destruidos a través de este esquema.
III.
Las inversiones y acciones que PEMEX realizará en otros campos o yacimientos, para compensar
los volúmenes de gas que serán destruidos conforme al presente artículo.
IV.
El cronograma de los trabajos que PEMEX realizará para compensar la quema y venteo realizado
conforme al presente artículo.
V.
La identificación y descripción de las instalaciones e instrumentos de los campos en los cuales se
realizarán las compensaciones.
VI.
Las modificaciones a los Manifiestos a los cuales hace referencia el artículo 30 de las presentes
disposiciones.
Tras recibir la solicitud, la Comisión contará con 30 días para realizar las recomendaciones
correspondientes, a las cuales PEMEX realizará las adecuaciones conducentes y, en su caso, expresar las
razones por las cuales no atendería las observaciones realizadas por la Comisión.
Artículo 7. En caso de nuevos descubrimientos de hidrocarburos susceptibles de explotación, PEMEX
deberá evaluar las alternativas señaladas en el artículo 5 de las presentes disposiciones técnicas, siguiendo
los Lineamientos Técnicos para el Diseño de los Proyectos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos
expedidos por esta Comisión.
La información que para tal efecto remita PEMEX a la Comisión, deberá permitir evaluar y determinar la
cantidad de gas asociado presente en el yacimiento, el aceite a producir durante las distintas etapas de su
ciclo productivo, desde el inicio de operaciones hasta su abandono, y los requerimientos técnicos que se
considerarán para el diseño de los equipos e instalaciones necesarias para la conservación, aprovechamiento
o en su caso, para la quema o venteo de gas extraído. Lo anterior, de conformidad con el análisis económico
que para tal efecto realice PEMEX, en términos de lo establecido en el Capítulo II de las presentes
disposiciones.
Artículo 8. Para el caso de aquellos pozos, campos y yacimientos en desarrollo, en proceso de abandono
o en explotación, de conformidad con el apartado a) del artículo 3 de la Ley de la Comisión Nacional de
Hidrocarburo, y Tercero, Cuarto y Quinto Transitorios del Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27
Constitucional en el Ramo del Petróleo, PEMEX y la Comisión definirán un programa de trabajo, en términos
de lo establecido en el Capítulo IX de las presentes disposiciones, que permita la adopción de medidas
específicas para los trabajos en curso. Lo anterior, con el objeto de conservar, aprovechar o transferir el gas
extraído.
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Artículo 9. PEMEX será responsable, de conformidad con el artículo 7 bis de la Ley Reglamentaria del
Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, de contar con los seguros o, en su caso, con los recursos
económicos necesarios, para resarcir cualquier siniestro, daño o perjuicio económico o ambiental que genere,
como consecuencia de la destrucción, controlada o no controlada, que realice de gas extraído.
Artículo 10. Corresponderá a la Comisión la interpretación y vigilancia en la aplicación de las presentes
disposiciones técnicas, así como, en su caso, la realización de acciones y procedimientos relacionados con su
cumplimiento.
Capítulo II
De la explotación eficiente de los hidrocarburos
Artículo 11. Para la presentación de un proyecto nuevo de exploración y explotación de hidrocarburos o
de una modificación al mismo que será sometido a dictaminación a la CNH, en términos de la fracción V, del
artículo 4 de la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, PEMEX deberá realizar un análisis económico
de la evaluación de las alternativas para evitar la extracción del gas o su conservación, aprovechamiento o
transferencia y, como último recurso, su destrucción controlada en los proyectos de exploración y explotación
de hidrocarburos.
Dicho análisis deberá fundamentarse en las características del yacimiento conforme a los resultados que
arrojen las pruebas de pozo que se realicen, el modelo estático y dinámico del yacimiento en cuestión, y con
base en las siguientes premisas económicas:
I.
La incineración y quema del gas extraído no se consideran como una alternativa económica a su
conservación, aprovechamiento o transferencia. Para los propósitos del reporte del manejo del gas
extraído, su incineración debe ser reportada dentro de los volúmenes de gas quemado.
II.
El venteo no se considera dentro del análisis económico como una alternativa a la quema. Si los
volúmenes de gas son suficientes que permiten mantener una combustión estable, el gas extraído
deberá ser quemado, conservado, aprovechado o transferido.
III.
Unicamente se considerará el venteo por cuestiones de caso fortuito y seguridad industrial, y para
garantizar la operación segura de las instalaciones, conforme los capítulos IV, V y VI de estas
disposiciones.
En el análisis económico se considerarán los volúmenes de gas que se pretendan incinerar, quemar o
ventear como destrucción de valor económico, el cual debe ser cuantificado en volúmenes, componentes o
precio unitario de cada componente y valor monetario total.
Los costos en que se incurrirá en la destrucción del gas extraído deberán incluir los costos de capital y de
operación de la ejecución de la destrucción, su verificación y vigilancia, así como las cargas financieras o
seguros contemplados para remediar los posibles daños o perjuicios que se generen a la nación, a las
personas, a las actividades económicas y a la naturaleza, como consecuencia de estas actividades.
Artículo 12. PEMEX presentará a la Comisión la metodología de cálculo económico que usó para el
análisis económico referido en el artículo anterior.
La metodología deberá considerar los principios y variables enunciados en el artículo anterior y
complementarse con la definición de las variables que de manera enunciativa, mas no limitativa, se enlistan a
continuación:
I.
Relación gas aceite del yacimiento;
II.
Pronóstico diario, mensual y anual de producción del gas a extraer durante la vida productiva del
yacimiento, identificando sus distintos componentes;
III.
Contenido calorífico del gas natural a extraer:
IV.
Premisas de precios y costos de capital y de operación de acuerdo al campo conforme lo
establecen los Lineamientos Técnicos para el Diseño de los Proyectos de Exploración y
explotación de Hidrocarburos expedidos por esta Comisión;
V.
Estimado de las inversiones necesarias a incurrir para efectos de la conservación o del
aprovechamiento del gas;
VI.
Valor presente neto –VPN- de la evaluación a nivel de campo;
VII.
Valor monetario del gas sustraído, a través del Netback productor de gas.
Artículo 13. Para evaluar la alternativa de aprovechar el gas o bien, optar por su conservación, se
deberán atender las siguientes consideraciones:
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I.
Características y componentes del gas sustraído.
II.
Volumen de gas a producir de forma constante.
III.
Cercanía de instalaciones de procesamiento del gas.
IV.
Características geográficas, geológicas y estratigráficas del yacimiento.
V.
Ubicación de las estructuras para su almacenamiento.
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Artículo 14. Para evaluar la alternativa de transferir el gas, se deberán atender las siguientes
consideraciones:
I.
La localización remota donde las ventas de gas no sean factibles.
II.
Infraestructura disponible para transportar el gas.
III.
Monto de inversiones a realizar entre distintos campos.
Artículo 15. Si la transferencia del gas se realiza con el objetivo de mejorar el desplazamiento o
incrementar la presión del campo-yacimiento receptor, el estudio económico que presente PEMEX deberá
reportar la siguiente información:
I.
Cálculo del tamaño o capacidad del casquete de gas del campo-yacimiento receptor.
II.
Justificación por la cual la inyección de agua no sea factible. Por ejemplo, PEMEX podrá explicar si
los minerales de la roca son sensibles al agua, que la locación carece de un abastecimiento
factible de agua, o permeabilidades extremadamente bajas, que hagan que la inyección de agua
no sea factible.
III.
La descripción de las características del gas que será destinado a la transferencia para la
inyección en el yacimiento de otros campos, de acuerdo con los siguientes factores:
a.
Si el punto de rocío del agua es menor o igual a 15°C a 73.21 Atm.
b.
Si el contenido de condensados es menor al 1%.
c.
Si existe un bajo contenido de propano, el cual sea menor al 5%.
La medición del volumen de gas transferido al campo receptor se hará bajo la metodología de
transferencia de custodia del gas, vigente en PEMEX, bajo las siguientes consideraciones generales para su
medición:
a.
La incertidumbre general en la medición será de un +- 4%.
b.
Todas las mediciones serán consideradas una sola fase, es decir, se deben excluir los líquidos
u otros materiales que pudieran contener.
c.
Las mediciones deben ser especificadas en volumen.
d.
Las condiciones de referencia estándar serán de 20°C y 1 Atm.
Es responsabilidad de la Dirección General de PEMEX Exploración y Producción, garantizar el acceso a
los sistemas de transporte, recolección y procesamiento productivo existentes, a efecto de que pueda
realizarse la transferencia de gas en las condiciones técnicas y económicamente viables.
Artículo 16. Sin perjuicio de los resultados de la evaluación técnica y económica, PEMEX deberá
conservar, transferir o aprovechar el gas extraído, en caso de que la relación gas-aceite en un yacimiento sea
mayor a 17.81 metros cúbicos sobre metro cúbico (100 pies cúbicos estándar sobre barriles estándar), o si la
instalación para la quema del gas está a una distancia menor a 500 metros (1640 pies) de una zona
habitacional.
Artículo 17. Si en virtud de los resultados del análisis económico revisado por la Comisión, resultara que
la única alternativa es la destrucción controlada del gas asociado en un determinado campo, PEMEX deberá
considerar las disposiciones de los capítulos IV, V y VI, dentro del diseño de su Plan de Desarrollo de los
proyectos, a fin de obtener el dictamen favorable de la Comisión en materia de quema y venteo de gas. Lo
anterior, en términos de la fracción VI, del artículo 4 de la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
Artículo 18. PEMEX presentará a la Comisión el Plan de Desarrollo del proyecto a evaluar, el cual deberá
contemplar, en la materia de aprovechamiento, conservación, transferencia, o bien destrucción controlada de
gas, la siguiente información:
I.
Análisis económico referido en el artículo 11 de las presentes disposiciones y justificación técnica
de las alternativas por las que se haya optado en el proyecto, así como las acciones que se
emprenderán para disminuir al mínimo la destrucción del gas a lo largo del ciclo productivo del
campo y la propuesta de desarrollo tecnológico para alcanzar una mayor eficiencia operativa en
cuanto a dicha disminución.
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II.
El Plan de Explotación del Gas que basado en el conocimiento de las reservas del campo
programe el aprovechamiento y la explotación prudente del gas asociado a lo largo de su ciclo
productivo, desde su inicio hasta su abandono, que maximice el valor del gas natural y que
contemple las medidas para evitar su destrucción.
III.
El Plan de Desarrollo del Campo y de Instalaciones de Apoyo para el aprovechamiento,
conservación, transferencia, o bien destrucción controlada de gas, el cual deberá incluir apartados
en los que específicamente se programen soluciones para el aprovechamiento o la conservación
del gas y para la destrucción controlada del gas conforme a las presentes disposiciones.
IV.
El cronograma de trabajos para la construcción de las instalaciones que se dedicarán al
aprovechamiento, conservación, transferencia, o bien destrucción controlada de gas y la fecha
tentativa en la que concluirán los mismos.
Artículo 19. El Plan de explotación del Gas deberá contener, al menos, la siguiente información:
I.
Identificación de las posibles fuentes continuas e intermitentes para la recuperación y, en su caso,
la destrucción del gas extraído.
II.
El cálculo del volumen de gas asociado que se proyecta extraer durante un período o etapa dentro
del ciclo de vida de un yacimiento o campo, y el cual serviría como fundamento para evaluar las
opciones para adaptar diversas instalaciones.
III.
La complementariedad técnica y económica de las distintas instalaciones propuestas a fin de
optimizar la eficiencia operativa de cada una de ellas.
Artículo 20. El Plan de Desarrollo del Campo y de Instalaciones de Apoyo para el aprovechamiento,
conservación, transferencia, o bien destrucción controlada de gas deberá contener, al menos, la siguiente
información:
I.
Pronósticos diarios, mensuales y anuales de extracción de gas y de la forma en la que se
dispondrá del gas extraído.
II.
Descripción de instalaciones y equipos, identificación de su ubicación y croquis.
III.
Vida útil de las instalaciones y de los equipos, así como el programa diario, mensual y anual de
uso y de paros pronosticados de los sistemas y equipos para la quema y venteo.
IV.
Análisis de riesgos en seguridad industrial, salud y protección ambiental.
V.
Requisitos de operación y mantenimiento.
VI.
Cronogramas para la instalación e inicio de operación de las instalaciones.
VII.
Condiciones de logística y riesgos asociados a la operación de aprovechamiento, conservación,
transferencia, o bien destrucción controlada de gas.
VIII.
Condiciones técnicas que deben cumplirse para la destrucción controlada de gas.
IX.
Pruebas de las instalaciones y supervisión.
X.
Sistemas de control, bitácoras y reportes.
XI.
Mecanismos de evaluación del cumplimiento y de correcciones en caso de fallas o insuficiencias.
Artículo 21. La Comisión evaluará las propuestas técnicas presentadas por PEMEX en estos planes
durante la dictaminación que realice del Plan de Desarrollo del proyecto, en términos del artículo 3 de la Ley
de la Comisión Nacional de Hidrocarburos. Lo anterior, a efecto de que se emitan opiniones y
recomendaciones para garantizar que los volúmenes de gas natural a destruir sean los mínimos y se fomente
una creciente eficiencia operativa en su aprovechamiento conforme las mejores prácticas internacionales.
Asimismo, PEMEX estará obligado a reevaluar cada cinco años la viabilidad técnica y económica de las
alternativas de conservación o de aprovechamiento del gas que esté siendo destruido por cada proyecto, en
términos de lo establecido en el Capítulo VI de las presentes disposiciones técnicas. Para ello, deberá
presentar al término de ese periodo, una propuesta de modernización que contemple un comparativo con las
mejores prácticas, tanto de empresas públicas como privadas, sobre las alternativas de aprovechamiento o
conservación del gas, independientemente de su viabilidad económica en México al momento del análisis.
Capítulo III
Del manejo operativo de la destrucción del gas (quema y del venteo)
Artículo 22. PEMEX dará aviso a la Comisión de la terminación de los trabajos de construcción de las
instalaciones, y remitirá adjunto al mismo un Programa de Inversiones, Operación y Mantenimiento a las
Instalaciones dedicadas a la conservación, aprovechamiento y, en su caso, a la destrucción controlada de
gas, el cual contendrá, al menos, la siguiente información:
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I.
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Resultados del estudio PVT (Presión, Volumen, Temperatura) referido a los fluidos del yacimiento
y en especial al gas asociado, en el cual se deberá reportar al menos, el contenido en porcentaje
de los siguientes elementos:
a.
Gases inertes Nitrógeno, Helio y Argón
b.
Gases ácidos: Acido Sulfhídrico y dióxido de carbón
c.
Componentes ligeros: Metano, Etano, Propano, Butano y Pentano
d.
Componentes pesados: Parafinas, Naftas y aromáticos.
e.
Compuestos con azufre e hidrocarburos con metales.
II.
El Pronóstico sobre la destrucción del gas, a lo largo del ciclo de vida del yacimiento.
III.
Plan de trabajo que contemple:
a.
La programación de la quema rutinaria y del venteo temporal o intermitente permitido de gas
extraído por pozo, yacimiento y campo.
b.
La programación de destrucción del gas por mantenimiento y operaciones programadas.
c.
Protocolos o procedimientos a adoptar en materia de venteo y quema rutinaria de gas.
d.
Sistemas de medición.
e.
Programas de capacitación al personal que manejará los instrumentos y deberá ejecutar los
planes y protocolos de seguridad en materia de destrucción controlada del gas.
f.
Programa de inspecciones internas realizadas por PEMEX para supervisar la seguridad de las
instalaciones en materia de destrucción del gas, así como los reportes de cumplimiento de los
objetivos planteados en las presentes disposiciones técnicas.
IV.
Descripción técnica de las características de los equipos e instrumentos en general que conforman
las instalaciones dedicadas a la destrucción controlada del gas extraído.
V.
Descripción técnica de las características de los equipos e instrumentos en general con los que se
contará para afrontar situaciones de emergencia y seguridad en la operación de estas
instalaciones.
VI.
Descripción técnica de los instrumentos con los que se cuenta para realizar los trabajos de
medición, conforme a las disposiciones técnicas que para tal efecto emita la Comisión.
VII.
La Comisión contará con diez días hábiles para emitir sus observaciones al Programa y, en caso
de ser necesario, proponer modificaciones al mismo.
PEMEX contará con diez días hábiles a su vez, para responder a dichas observaciones y, en caso de no
adoptar las sugerencias de la Comisión, deberá comunicar por escrito las razones respectivas.
Artículo 23. PEMEX podrá realizar quema o venteo de gas, de acuerdo con los límites establecidos en el
artículo 35 de las presentes disposiciones, durante la realización de las pruebas de pozo dentro de la fase de
exploración del yacimiento o del campo y las cuales no podrán durar más de 72 horas.
Artículo 24. La programación de la quema rutinaria del gas debe contemplar, entre otra, la siguiente
información:
I.
Condiciones generales para la realización de la quema rutinaria.
II.
Reglas para remediar las situaciones de seguridad o de emergencia que obliguen la realización de
quema no rutinaria.
III.
Reglas para remediar situaciones de seguridad o de emergencia que impidan la realización de
quema rutinaria o no rutinaria.
IV.
Reglas de operación, en caso de que se presenten fallas en los equipos.
V.
Reglas para la prevención de retorno de flama (backflash).
Artículo 25. Los equipos e instalaciones para la realización de la quema de gas deben garantizar:
I.
El encendido y apagado automático del quemador.
(Primera Sección)
II.
DIARIO OFICIAL
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La separación de los líquidos que surjan como consecuencia de la quema.
Artículo 26. La realización de la quema deberá realizarse usando las tecnologías más eficientes y
llevando a cabo las mejores prácticas de la industria, bajo las siguientes condiciones de operación:
I.
Se debe considerar un tiempo límite para la quema rutinaria, la cual no podrá ser mayor a 72
horas.
II.
Se deberá efectuar la quema a una distancia segura, la cual será calculada dependiendo de los
compuestos del gas a quemar y de las instalaciones industriales o zonas residenciales. En
cualquier caso, se deberán observar los siguientes criterios:
a)
Se deberán guardar 60 metros (196 pies) de distancia entre el quemador y otras instalaciones
o equipos, tales como cabezales de pozos, separadores, tanques, bombas, compresores,
intercambiadores de calor y ductos.
b)
Si el gas contiene una cantidad significativa de compuestos tóxicos, en términos de la
normatividad de salubridad y seguridad en los centros de trabajo, y cercanos a una zona
residencial, se deberá guardar al menos 500 metros (1640 pies) de distancia de los mismos.
III.
Se deben verificar las condiciones de ruido que se pudieran generar, tomando como máximo 80 y
100 decibeles desde el origen del mismo.
IV.
Se deben verificar las condiciones de calor que pudiera generar, existiendo como mínimo entre la
fuente de calor y los operadores de las instalaciones, al menos una distancia de 60 metros (196
pies) para 50.66 MJ/pie2.
V.
Se debe cuidar que las emisiones de humo que pudieran generarse observen un valor menor de 2
en la escala Ringleman.
VI.
Se debe cuidar que las emisiones de olor que pudieran generarse, se contengan dentro de lo
establecido en la fracción II de este artículo.
Artículo 27. La realización de venteo temporal de gas extraído debe contemplar, entre otra, la siguiente
información:
I.
Condiciones generales para la realización de venteo de gas en las que se establezcan:
a.
Condiciones atmosféricas óptimas, e identificación de asentamientos humanos cercanos o
zonas residenciales potencialmente en riesgo.
b.
Manejo adecuado de los líquidos, presentes al momento de realizar el venteo de gas.
c.
Condiciones generales de la presión de vapor y temperatura para la realización del venteo.
d.
Tiempos máximos para la realización del venteo.
e.
Existencia de gas dulce el cual no deberá contener ácido sulfhídrico y dióxido de carbono.
II.
Situaciones de seguridad o de emergencia que obliguen la realización de venteo.
III.
Límites al volumen, escala o porcentaje del gas a ser venteado.
IV.
Casos de excepción.
V.
Control y seguimiento de venteo de gas no combustible.
Artículo 28. Los equipos de seguridad para controlar el venteo deben garantizar, al menos, los siguientes
requerimientos:
I.
Que pueda limitarse el venteo de gas que contenga H 2S (ácido sulfhídrico), Benceno, así como
otros compuestos olorosos.
II.
Que puedan programarse y ejecutarse reparaciones en el mismo lugar, así como posibilidad de
detectar y reparar fugas.
III.
Mecanismos para garantizar la transportación con controles de emisiones para transportar fluidos.
Artículo 29. Adicionalmente, PEMEX deberá establecer medidas para prevenir o minimizar la combustión
proveniente de las emisiones de azufre derivadas de la combustión, especificando las condiciones operativas
y de diseño para las mismas.
Asimismo, queda prohibido que PEMEX venteé gas que contenga más de 2 a 3 mol de H2S (ácido
sulfhídrico).
Viernes 4 de diciembre de 2009
DIARIO OFICIAL
(Primera Sección)
Artículo 30. A efecto de garantizar la transparencia en la ejecución del Programa de inversiones,
operación y mantenimiento a las instalaciones dedicadas a la destrucción controlada de gas y de conformidad
con los términos y condiciones aprobados por la Secretaría en el Título de Asignación correspondiente,
PEMEX deberá elaborar y remitir para su inscripción en el Registro Petrolero, dentro de los diez días hábiles
posteriores a que la Comisión haya recibido la comunicación final referida en el artículo 22 de las presentes
disposiciones, el Manifiesto por el que se establecen las metas, por campo, para el aprovechamiento,
conservación y, en su caso, la destrucción controlada de gas extraído.
Dicho Manifiesto contendrá, al menos, la siguiente información:
I.
Características y componentes del gas que se encuentra en el campo.
II.
Objetivos de recuperación, por campo, de aprovechamiento o conservación de gas, en su caso.
III.
Cantidad de gas extraído que quedaría sujeto a destrucción, en su caso.
IV.
Determinación de los responsables oficiales por campo, que deberán reportar el cumplimiento y
grado de avances de las metas proyectadas, en materia de conservación, aprovechamiento,
transferencia y destrucción controlada de gas extraído.
V.
Plan de trabajo, por cada campo, del Programa de inversiones, operación y mantenimiento a las
instalaciones dedicadas a la destrucción controlada de gas.
VI.
Inversiones comprometidas, en materia de adecuación o modificación de instalaciones, para el
aprovechamiento, conservación y destrucción controlada de gas.
Capítulo IV
De las instalaciones y procedimientos para la destrucción del gas
Artículo 31. A efecto de preservar la seguridad operacional al momento de realizar la destrucción
controlada del gas extraído, PEMEX deberá adoptar las medidas necesarias para garantizar la protección
contra incendios en las instalaciones dedicadas a la quema y venteo de gas, así como la adaptación y
localización de éstas, de acuerdo con las mejores prácticas.
Para tal efecto, y como referencia prudencial para preservar la seguridad operacional al momento de
realizar la destrucción controlada del gas extraído, la localización de cualquier instalación dedicada a la
destrucción controlada de gas guardarán las siguientes distancias:
I.
De otro pozo localizado, en perforación o en producción de hidrocarburos, la mínima que, asegure
el espaciamiento óptimo de los pozos para la explotación racional del campo, de acuerdo con el
estudio del yacimiento que PEMEX presentará a la Comisión y conforme lo establecen
Lineamientos Técnicos para el diseño de los proyectos de exploración y explotación de
hidrocarburos.
II.
Mientras no se cuente con los datos necesarios para el estudio anterior, la distancia mínima entre
pozos será de 200 metros (656 pies) si se trata de pozos productores de aceite, y de 600 metros
(1968) pies para los pozos productores de gas, siempre y cuando se demuestre a la Comisión que
se trata de un mismo yacimiento. En casos especiales, podrán reducirse las distancias anteriores,
si se demuestra la necesidad o la conveniencia técnica de esta reducción.
III.
De un tanque de almacenamiento de hidrocarburos en uso, dos veces el diámetro del tanque,
siempre que la distancia que resulte no sea inferior a 20 metros (66 pies).
IV.
De las baterías de separación y quemadores, como mínimo 100 metros (328 pies).
V.
De los diversos talleres, calderas y demás instalaciones en uso, 50 metros (164 pies).
VI.
De las casas habitación, 500 metros (1640 pies).
VII.
De algún oleoducto, gasoducto, tuberías de productos, tuberías de descarga y, en general, toda
clase de tuberías, 20 metros (66 pies).
Artículo 32. En cualquier circunstancia, PEMEX deberá tomar las previsiones necesarias para evitar el
riesgo de una explosión o incendio, como consecuencia de la realización de la destrucción de gas. Para tal
efecto, deberán considerarse, al menos, los siguientes requerimientos:
I.
Para la realización del venteo deben guardarse las siguientes distancias:
a.
25 metros (82 pies) de cualquier equipo inflamable.
(Primera Sección)
II.
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b.
50 metros (164 pies) de la fuente.
c.
35 metros (115 pies) de los equipos para la prueba y/o servicio al pozo cuyos componentes
tengan elementos inflamables.
Para la realización de quema rutinaria, la localización de tanques de almacenamiento de
hidrocarburos guardará, al menos, las siguientes distancias, de acuerdo con su capacidad,
características y condiciones de almacenamiento:
a.
Tanques para almacenamiento a presión atmosférica.
PUNTO DE REFERENCIA
DISTANCIA
1.
Para
tanques
de
almacenamiento de petróleo
crudo, de techo fijo y
desprovisto de sistema de
extinción de incendios:
(i) De un tanque fijo a 3 veces su mayor dimensión
construcciones, a fuegos descubiertos o a cualquier
lindero con vía pública
(ii) De un tanque fijo a otros La semisuma de las mayores dimensiones
tanques
de los dos tanques; cuando los tanques
formen parte de instalaciones de campos
petroleros en producción, la distancia
entre tanques con capacidad de 500 bbl o
mayores será la máxima dimensión del
tanque de menor capacidad, y para las
mismas condiciones pero con tanques de
capacidad menor de la indicada, la
distancia podrá ser de un metro como
mínimo.
2.
Para
tanques
de
almacenamiento de petróleo
crudo, de techo flotante o de
techo fijo, con sistema fijo
para
la
extinción
de
incendios o con sistema de
aprovechamiento
de
vapores:
(i) De un tanque fijo a 2 veces su mayor dimensión.
construcciones,
a
fuego
descubierto o al lindero con
cualquiera vía pública.
(ii) De un tanque fijo a otros La semisuma de las mayores dimensiones
tanques de almacenamientode los tanques.
3.
Para
tanques
de
almacenamiento
de
productos
refinados,
de
techo fijo y sin sistema fijo
de extinción de incendios:
De un tanque fijo al lindero 2 veces su mayor dimensión
próximo, a construcciones o al
lindero con cualquiera vía
pública
4.
Para
tanques
de
almacenamiento
de
productos
refinados,
de
techo flotante, o de techo fijo
con sistema de extinción de
incendios o con sistema de
aprovechamiento
de
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(Primera Sección)
vapores:
(i) De un tanque fijo al lindero Una vez su mayor dimensión, pero no
próximo, a construcciones o al menos de 3 metros.
lindero con cualquiera vía
pública.
(ii) De un tanque fijo a otros La semisuma de las mayores dimensiones
tanques de almacenamiento.
de los tanques.
b.
Tanques para almacenamiento a presión.
Para tanques horizontales y verticales con sistema de venteo, que permitan presiones hasta
un máximo de 0.180 kg/cm2 las (2.56 lb/pulg2) las distancias mínimas requeridas de los
tanques de almacenamiento a la presión indicada al lindero más próximo, a construcciones o
al límite de cualquiera vía pública, se establecerán de acuerdo con la siguiente tabla:
PUNTO DE REFERENCIA
DISTANCIA
De capacidad menor de 6 bbl
3 metros
De capacidad menor de 6 bbl hasta 19 bbl
6 metros
De capacidad menor de 19 bbl hasta 283 bbl
9 metros
De capacidad menor de 283 bbl hasta 717 bbl
12 metros
De capacidad menor de 717 bbl hasta 1195 bbl
18 metros
De capacidad menor de 1195 bbl hasta 2390 bbl
30 metros
De capacidad menor de 2390 bbl hasta 11950 bbl
50 metros
De capacidad menor de 11950 bbl hasta 23807 bbl
60 metros
De capacidad menor de 23807 bbl hasta 47614 bbl
80 metros
De capacidad menor de 47614 bl hasta 71420 bbl
100 metros
De capacidad mayor a 71420 bbl
110 metros
De un tanque fijo a otros tanques
La semisuma de sus mayores dimensiones,
pero no menos de 6 metros
c.
Para tanques que almacenen hidrocarburos o productos derivados del petróleo a presiones
mayores de 0.180 kg/cm2 (2.56 lb/pulg2) las distancias que deberán mantener al lindero más
próximo, a las vías públicas más cercanas o a otros tanques será de 1.5 veces mayor que las
indicadas para tanques que almacenen hidrocarburos o productos derivados del petróleo
hasta el 0.180 kg/cm2 (2.56 lb/pulg2) de presión manométrica.
Todas las distancias establecidas anteriormente pueden ser reducidas cuando en la construcción de los
tanques se tomen las siguientes prevenciones: protección contra incendios, protección con revestimiento, que
los tanques sean cerrados o cualquiera medida de seguridad que se emplee en la construcción y sea
suficiente.
Para tal efecto, PEMEX deberá reportar dichas adecuaciones a las instalaciones, en el aviso a que hace
referencia el artículo 22 de las presentes disposiciones.
Capítulo V
De las fugas de gas y mermas
Artículo 33. PEMEX deberá desarrollar e implementar un plan para detectar y reparar las fugas que se
presenten en sus instalaciones, debiendo calcular y reportar el volumen de gas que se esté mermando de sus
instalaciones.
Dicho plan será reportado dentro del programa referido en el artículo 22 de las presentes disposiciones y
deberá contemplar, al menos, los siguientes elementos:
(Primera Sección)
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I.
Contar con los instrumentos necesarios para medir las diferencias en el volumen del gas y del
aceite, desde su punto de extracción, hasta su inyección en los sistemas de recolección y de
transporte. Lo anterior, conforme a las disposiciones técnicas de medición que para tal efecto
expida la Comisión
II.
Identificar los elementos en las instalaciones que pudieran presentar algún punto de fuga como lo
son las válvulas, ductos, bombas, instrumentos de medición, conectores, compresores y bridas.
III.
Cálculo aproximado del volumen de emisiones basado en un fundamento técnico.
IV.
Contar con los recursos técnicos, humanos y financieros para la prevención, control o reparación
de las fugas que se presenten en las instalaciones.
Artículo 34. El proceso general para la cuantificación de las fugas se realizará en los términos y
condiciones que establezcan las disposiciones técnicas de medición referidas en el artículo anterior.
PEMEX deberá reportar, a través de los informes trimestrales señalados a los que hace referencia el
artículo 36 de las presentes disposiciones, al menos, la siguiente información:
I.
Identificación del número de fuentes o componentes posibles de fuga, indicando su accesibilidad;
II.
Identificación del tipo de componentes emitidos.
III.
Tipo de servicio (gas, vapor, líquido con gas).
Si de acuerdo con los instrumentos de medición, existen diferencias entre distintos puntos de uno o varios
sistemas, sean estos de extracción, recolección o traslado, PEMEX incorporará dicha información en los
informes trimestrales referidos en el artículo 36 de las presentes disposiciones, e incluirá una justificación
técnica de tal diferencial.
Capítulo VI
De la gestión y administración de la destrucción del gas
Artículo 35. PEMEX podrá realizar la destrucción controlada de gas en los términos del Programa de
Inversiones, Operación y Mantenimiento a las Instalaciones y dentro de los límites siguientes:
I.
Para el caso de venteo temporal o intermitente, el volumen total de gas no podrá sobrepasar el
límite establecido en la fracción II, del artículo 37. Los volúmenes de gas venteado durante las
pruebas de pozos nuevos y existentes quedarán sujetas a la planeación que PEMEX deberá
reportar a la Comisión en términos del artículo 22 de las presentes disposiciones.
II.
Para el caso de quema rutinaria, se atenderá a la siguiente tabla:
Categoría
Descripción
Umbral
Pozo Exploratorio
Pozo que se perfora como investigación de una nueva
acumulación de hidrocarburos, y en zonas donde no se
había encontrado antes petróleo ni gas. Este tipo de
pozos se realizan en campos nuevos o en una nueva
formación productora dentro de un campo existente. < 21188 103 pie3
Después de la construcción del mismo, dependiendo
del área donde se perforó y del resultado de la
perforación, la clasificación del pozo cambia y pueden
ser productores y no productores.
Pozos de Desarrollo
Aquellos pozos perforados con la finalidad de explotar,
extraer y drenar las reservas de un yacimiento. El
objetivo principal al perforar un pozo de desarrollo es
aumentar la producción del campo, razón por la cual, se
< 7062 103 pie3
perforan dentro del área probada; sin embargo y debido
a la incertidumbre acerca de la forma o el confinamiento
de los yacimientos, algunos pozos de desarrollo pueden
resultar secos.
Pozo delimitador
Después de la perforación de un pozo exploratorio en
un área inexplorada que resulta productor, se perforan
< 14125 103 pie3
los pozos de avanzada con el objetivo principal de
establecer los límites del yacimiento. Sin embargo,
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(Primera Sección)
también se perforan pozos de avanzada con el objeto
extender el área probada de un yacimiento, si durante el
desarrollo de la explotación del mismo se dispone de
información que indique que este podría extenderse
más allá de los límites originalmente supuestos.
Pozo inyector
III.
Aquellos pozos que permiten inyectar fluidos en las
< 7062 103 pie3
formaciones atravesadas durante la perforación.
Si derivado de las pruebas de pozo se concluye la existencia de un yacimiento de aceite negro que
registra en sus pozos una relación gas aceite menor a 1.78 m 3/m3 a 20°C y 1 atmósfera (10 pies
cúbicos sobre barriles estándar), y que éste no contiene elementos contaminantes en una cantidad
que pongan en peligro la salud humana y el medio ambiente en términos de la legislación de la
materia, se podrá realizar la quema del mismo.
Artículo 36. La destrucción controlada de gas, dentro de límites establecidos en los artículos anteriores y
conforme a los programas, cronogramas y planes de trabajo descritos en los capítulos III, IV y V de cada
campo, será reportada a la Comisión, a través de informes trimestrales que contendrán, entre otra, la
siguiente información:
I.
Volúmenes de gas destruido por mes, tomando en cuenta las emisiones acumuladas de todas las
fuentes y desagregando las siguientes categorías:
a.
Gas quemado por yacimiento y por campo.
b.
Gas venteado por yacimiento y por campo.
II.
Resultado de las verificaciones internas realizadas.
III.
Reporte del mantenimiento de las instalaciones e instrumentos de medición dedicados a la
destrucción controlada de gas.
IV.
Reporte de eventos inusitados respecto de la destrucción controlada de gas.
V.
Fugas registradas.
Artículo 37. PEMEX deberá dar aviso a la Comisión:
I.
II.
Cuando por cuestiones de mantenimiento no programado y de la adopción de medidas
preventivas, se requiera la realización de quema de gas no programada, por un máximo de 3 días.
Dicho aviso deberá ser presentado, cuando menos, 72 horas antes de la realización del evento, y
deberá contener, al menos:
a.
Mapa de ubicación del pozo donde se realizará la quema no programada, identificando las
instalaciones más próximas, en un radio de 500 metros (1640 pies) y, de ser el caso, las
zonas residenciales que podrían verse afectadas.
b.
Justificación por la que no fue posible considerar la quema, dentro del cronograma de los
programas de trabajo.
c.
El volumen de gas que pretende destruirse.
d.
La descripción de las instalaciones y equipo con el que se cuenta para realizar la quema no
programada, señalando su capacidad máxima de operación.
e.
Porcentaje en el que impactará las metas proyectadas, por pozo, yacimiento y campo, en
materia de aprovechamiento o destrucción de gas.
Cuando por cuestiones de seguridad se requiera ventear un volumen mayor a 199,973 metros
cúbicos (7062 103 pies3), dentro de las 24 horas de operación, por más de 3 días, para prevenir
riesgos operacionales. Dicho aviso deberá contener:
a.
Mapa de ubicación del o los pozos donde se requiere ventear, identificando las instalaciones
más próximas, en un radio de 500 metros (1640 pies) y, de ser el caso, las zonas
residenciales que podrían verse afectadas.
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b.
Justificación por la que no fue posible considerar el venteo, dentro del cronograma de los
programas de trabajo.
c.
Razones por las que no es posible quemar
d.
El volumen de gas que se pretende ventear.
e.
La descripción de las instalaciones y equipo con el que se cuenta para realizar el venteo no
programado, señalando su capacidad máxima de operación.
f.
Porcentaje en el que impactará las metas proyectadas, por pozo, yacimiento y campo, en
materia de aprovechamiento y destrucción de gas.
Los avisos deberán estar firmados por el responsable oficial de las instalaciones, con copia al Titular de la
Dirección de Planeación y Evaluación de PEMEX Exploración y Producción.
Artículo 38. No se requerirá dar aviso previo a la Comisión, cuando por situaciones de emergencia que
pongan en riesgo la salud y seguridad del personal, de las instalaciones o de las zonas residenciales
cercanas, sea necesario realizar quema o venteo de gas.
Una vez que haya comenzado la operación de destrucción, conforme al párrafo anterior, PEMEX deberá
rendir un informe a la Comisión, dentro de las 48 horas siguientes, el cual contendrá, al menos, lo siguiente:
I.
Tiempo proyectado para la realización de la quema o venteo.
II.
Justificación técnica de la realización de la quema o venteo.
III.
Volumen de gas que se proyecta quemar o ventear.
IV.
Plan de trabajo para evitar o, en su caso, aminorar los efectos que se generarán por la
contingencia.
V.
Descripción de las instalaciones y equipo con el que se cuenta para realizar la quema o el venteo
no programado, señalando su capacidad máxima de operación.
Dicho informe deberá estar firmado por el responsable oficial de las instalaciones, con copia al Titular de la
Dirección de Planeación y Evaluación de PEMEX Exploración y Producción.
Artículo 39. Cada cinco años, en la segunda semana del mes de enero, PEMEX entregará informes por
proyecto a la Comisión a los cuales hace referencia el artículo 21 de las presentes disposiciones y
contendrán, al menos, la siguiente información:
I.
Los avances de los Programas de inversiones, operación y mantenimiento a las instalaciones
dedicadas a la recuperación y, en su caso, la destrucción controlada de gas de cada proyecto en
curso. Lo anterior, conforme lo señalado en los Manifiestos referidos en el artículo 30 de las
presentes disposiciones.
II.
Un balance de la eficacia de las acciones adoptadas en materia de quema y venteo de gas, por
yacimiento y campo.
III.
En su caso, las propuestas de modificaciones a los Programas de inversiones, operación y
mantenimiento a las instalaciones dedicadas a la recuperación y la destrucción controlada de gas
de los proyectos en curso.
Con dicha información, PEMEX elaborará un informe quinquenal general.
La Comisión contará con treinta días hábiles, contados a partir de la fecha de presentación de dichos
informes, para evaluar las modificaciones propuestas por PEMEX y, de ser el caso, realizará las
observaciones correspondientes.
Una vez terminado este plazo, PEMEX contará con quince días hábiles para responder a las
observaciones realizadas por la Comisión, y solicitará la inscripción de las posibles adecuaciones a las metas
programadas en los Manifiestos de cada proyecto en curso.
Artículo 40. Sin detrimento de las demás disposiciones contempladas en el presente capítulo, PEMEX
deberá informar a la Comisión, sin que se requiera oficio o solicitud alguna, cualquier acto, hecho o
circunstancia que directa o indirectamente, altere, modifique o ponga en riesgo la operación de los
instrumentos, instalaciones y programa en general en materia de aprovechamiento, conservación,
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(Primera Sección)
transferencia o destrucción controlada de gas, durante la ejecución de los trabajos de exploración
explotación de hidrocarburos.
y
Capítulo VII
De la verificación de la destrucción del gas
Artículo 41. El seguimiento de la ejecución del Programa de inversiones, operación y mantenimiento para
la destrucción controlada de gas, así como la verificación de los informes respectivos se realizarán a través de
los procedimientos contemplados en las presentes disposiciones técnicas y bajo los términos y condiciones de
las visitas de verificación que esta Comisión realice conforme a la Ley Reglamentaria del artículo 27
Constitucional en el Ramo del Petróleo, la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, y sus respectivos
Reglamentos.
Artículo 42. La Comisión podrá realizar las siguientes acciones de verificación:
I.
Revisión documental.
II.
Visitas de verificación a instalaciones.
III.
Revisión de los instrumentos de medición y pruebas de equipo y de operación de las instalaciones
dedicadas al aprovechamiento, conservación o destrucción controlada de gas.
Artículo 43. PEMEX mantendrá a disposición de la Comisión, en todo momento, la siguiente información:
I.
Documentación de la adquisición del equipo e instrumentos empleados para el aprovechamiento,
conservación o destrucción controlada de gas, así como los manuales y guías de operación de los
mismos.
II.
Bitácoras de los trabajos de mantenimiento del equipo, instalaciones e instrumentos de medición
empleados para el aprovechamiento, conservación o destrucción controlada de gas.
III.
Programas y temarios de los cursos de capacitación del personal destinado a realizar las acciones
para el aprovechamiento, conservación o destrucción controlada de gas, así como la relación de
asistencia a los mismos.
IV.
Reportes e informes, por pozo, yacimiento y campo de las verificaciones internas realizadas por
parte de PEMEX, a las instalaciones y a los equipos de medición de los volúmenes de gas
extraído.
V.
En general, la información relacionada con el seguimiento de la operación de las instalaciones
donde se realicen actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.
Artículo 44. La Comisión emitirá un manual de verificaciones, en donde se detallen los procedimientos de
verificación de las instalaciones en materia de quema y venteo de gas.
Artículo 45. Las visitas de verificación podrán iniciarse a instancia de la propia Comisión, por solicitud
expresa de la Secretaría, o como consecuencia de denuncias públicas.
Artículo 46. La Comisión emitirá en su caso las Normas Oficiales Mexicanas y sus respectivos
Procedimientos de Evaluación de la Conformidad en donde se establezcan los procedimientos de revisión de
los instrumentos de medición y pruebas de equipo y de operación de las instalaciones dedicadas a la
conservación, aprovechamiento, transferencia y destrucción controlada de gas.
Capítulo VIII
De las medidas precautorias y del procedimiento correctivo en casos de incumplimiento
Artículo 47. De conformidad con los artículos 15 Bis y 15 Ter y 16 de la Ley Reglamentaria del artículo 27
Constitucional en el Ramo del Petróleo, e inciso f) del artículo 3, y fracciones VI, VIII, XIII, XV, XVI, XXII, XXIII
del artículo 4 de la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos y el artículo 32 del Reglamento Interno de la
Comisión y demás aplicables del Reglamento Interior de la Secretaría, la Comisión sustanciará los
procedimientos administrativos que se requieran, en términos de la Ley Federal de Procedimiento
Administrativo, a efecto de:
I.
Determinar si existió incumplimiento a las presentes disposiciones técnicas.
(Primera Sección)
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II.
Dictar las medidas preventivas necesarias para evitar posibles riesgos asociados a la destrucción
de gas extraído.
III.
Establecer las sanciones correspondientes por incumplimiento a las presentes disposiciones.
IV.
Dictaminar la eficiencia operativa de las acciones adoptadas por parte de PEMEX, para la
recuperación y destrucción controlada de gas extraído.
V.
Dictar las medidas necesarias para que, en coordinación con PEMEX, se reduzca al mínimo la
quema y venteo de gas y de hidrocarburos.
Artículo 48. Si como consecuencia de la revisión documental a los instrumentos de medición o a las
visitas de verificación realizadas por la Comisión, se determina la existencia de un incumplimiento de las
presentes disposiciones, se girará oficio al funcionario designado como responsable de las instalaciones de
vigilar el cumplimiento de las presentes disposiciones, el cual contendrá:
I.
La relación de los hechos que llevaron a la Comisión a la conclusión de la existencia de un
incumplimiento.
II.
El establecimiento de un plazo máximo de 48 horas, para que el funcionario responsable de las
instalaciones rinda informe pormenorizado por escrito.
III.
Se marcará copia al superior jerárquico del funcionario para que coadyuve con la Comisión en el
esclarecimiento de los hechos.
Artículo 49. El informe rendido por parte del funcionario responsable de PEMEX deberá contener, al
menos:
I.
La presentación de documentos adicionales que permitan esclarecer las circunstancias de hecho
respecto de la presunta infracción.
II.
Relación de nombres, puestos y, de ser el caso, la declaración de hechos firmados que deseen
realizar los funcionarios y personal operativo involucrados.
III.
Plan de trabajo para remediar la infracción, señalando acciones y obligaciones concretas a los
funcionarios y operadores responsables de garantizar el cumplimiento de los trabajos que se
emprenderán para remediar la infracción.
IV.
PEMEX podrá solicitar una prórroga de otras 24 horas, por una sola ocasión, para poder rendir su
informe.
Artículo 50. En caso de que PEMEX no rinda informe dentro del plazo otorgado, la Comisión deberá dictar
las medidas necesarias, dentro de las siguientes 24 horas, para evitar los posibles efectos adversos
generados por el incumplimiento de las presentes disposiciones.
Unicamente podrán dictarse las medidas a las que hace referencia el artículo 15 Ter de la Ley
Reglamentaria del artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, cuando alguna obra o instalación
relacionada con el aprovechamiento, recuperación o destrucción controlada de gas, representen un peligro
grave para las personas o sus bienes.
La Comisión podrá citar a los funcionarios de PEMEX responsables del cumplimiento de las presentes
disposiciones, con el objeto de que comparezcan y rindan de forma personal su informe. Lo anterior, en
términos de la fracción XIII del artículo 4 de la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
Artículo 51. Una vez agotado el término anterior, la Comisión contará con 24 horas, para emitir un
dictamen sobre los hechos objeto del procedimiento, y aprobará el plan de trabajo propuesto por PEMEX y, en
su caso, dictará medidas complementarias para garantizar la eliminación o disminución de los riesgos
operacionales asociados la recuperación y destrucción de gas controlada.
El Dictamen emitido por la Comisión establecerá:
I.
Los términos en los que ésta supervisará el cumplimiento del plan de trabajo y la realización de las
acciones concretas.
II.
Los objetivos y términos en los que se evaluará el cumplimiento y eficacia del plan de trabajo.
Viernes 4 de diciembre de 2009
III.
DIARIO OFICIAL
(Primera Sección)
La programación de visitas de verificación a las instalaciones de PEMEX, a efecto de evaluar la
ejecución del plan de trabajo y su eficacia.
Artículo 52. Si durante la comparecencia de los funcionarios responsables por parte de PEMEX y de la
ejecución del plan de trabajo, existe negligencia, falta de probidad, o negativa reiteradas por parte de sus
funcionarios para acatar las resoluciones de ésta, la Comisión dará aviso al Organo Interno de Control, y a las
demás autoridades responsables, para deslindar las responsabilidades administrativas penales o civiles que
procedan. Lo anterior, sin detrimento de las sanciones que en términos de las fracciones I, VI y segundo
párrafo del artículo 15 Bis de la Ley Reglamentaria del artículo 27 Constitucional en el ramo del Petróleo, la
Comisión pueda dictar.
Artículo 53. PEMEX, a través de la Dirección General de PEMEX Exploración y Producción y la Comisión
se reunirán dentro de los cinco días hábiles posteriores a la fecha en la que hayan concluido los trabajos
programados para remediar el incumplimiento objeto del procedimiento y su verificación.
Lo anterior, con el objeto de realizar un balance conjunto de las incidencias del caso, e identificar las
prácticas y políticas operativas inadecuadas y, de ser el caso, programar las inversiones necesarias para
resarcir los perjuicios provocados por el incumplimiento.
Capítulo IX
De los proyectos especiales para campos en desarrollo, en proceso de abandono, o en explotación
Artículo 54. De conformidad con los apartados a) y f) del artículo 3 de la Ley de la Comisión Nacional de
Hidrocarburos, del Tercero, Cuarto y Quinto Transitorios del Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo
27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, y en el marco de la revisión de los trabajos en curso en materia de
exploración y explotación de hidrocarburos, para la modificación o, en su caso, sustitución de las asignaciones
petroleras vigentes, PEMEX deberá elaborar y presentar para dictaminación de Comisión, la siguiente
información:
I.
Diagnóstico, por campo en desarrollo, en proceso de abandono y en explotación, que contengan,
al menos:
a.
Descripción de las condiciones geológicas y geográficas en las que se encuentre los pozos y
yacimientos del campo.
b.
Comportamiento histórico de la extracción de crudo y la relación gas aceite, por pozo,
yacimiento del campo.
c.
Instalaciones y equipo con el que se cuenta actualmente para realizar el aprovechamiento,
conservación y, en su caso, la destrucción controlada de gas.
II.
Análisis económico de las alternativas, por campo, con el objeto de reducir al mínimo la
destrucción de gas. Las alternativas se evaluarán conforme lo establecido en el Capítulo II de las
presentes disposiciones, usando para tal efecto, la información con la que PEMEX cuenta del ciclo
productivo del yacimiento.
III.
Propuesta de programa de trabajo para reducir al máximo la quema y el venteo de gas, el cual
contendrá, al menos:
IV.
a.
Análisis de la composición y estado del campo, de acuerdo al momento del ciclo productivo en
el que se encuentra el mismo.
b.
Comparativo de las mejores prácticas internacionales que refieren cuáles son las alternativas
con las que se cuenta para alcanzar el objetivo.
c.
Inversiones comprometidas, a partir del próximo ejercicio fiscal, para desarrollar y aplicar las
alternativas propuestas.
d.
Plan de trabajo que detalle el proceso al interior de la organización de PEMEX, así como las
acciones concretas a desarrollar (FEL).
Manifiesto en el cual se establecen las metas, responsables y programa de trabajo. Lo anterior, en
los términos y requisitos establecidos en el artículo 30 de las presentes disposiciones técnicas.
(Primera Sección)
DIARIO OFICIAL
Viernes 4 de diciembre de 2009
La Comisión emitirá sus observaciones y sugerencias al programa de trabajo referido en la fracción III del
presente artículo, en los términos que se establecen en el artículo 30 de estas disposiciones, y con el objeto
de elevar el índice de recuperación y la obtención del volumen máximo de gas natural de campos en
desarrollo, en proceso de abandono y en explotación, así como para reducir o evitar la quema y el venteo de
gas.
Artículo 55. Como parte de esta revisión, PEMEX y la Comisión establecerán los criterios de priorización
para determinar programa de trabajo conjunto y un cronograma, que permita cumplir con el plazo de tres años
definido en la fracción II, del Quinto Transitorio del Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27
Constitucional el Ramo del Petróleo.
Para el caso particular del campo Cantarell, la Comisión revisará la situación que guardan los trabajos
realizados en materia de quema y venteo de gas, a efecto de establecer con PEMEX un programa específico
de trabajo en la materia, que termine en 2012. Dicho programa establecerá las siguientes metas:
I.
Dentro del primer año (2010) se realizará la revisión, y se elaborarán los planes y programas de
trabajo a los que hace referencia el artículo anterior.
II.
Con la infraestructura actual, así como con las inversiones que se programen para el próximo
ejercicio fiscal, PEMEX deberá llevar el campo al final de 2010, a los límites de aprovechamiento y
conservación del gas que se reportaron en 2005.
III.
Entre el 2011 y el 2012, PEMEX deberá haber alcanzado de manera sostenida, el promedio
nacional en el que se encuentre el límite máximo o techo en materia de quema y venteo de gas, al
que hace referencia el artículo 5 de las presentes disposiciones.
Artículo 56. El seguimiento de los programas a desarrollar para el aprovechamiento, conservación o, en
su caso, la destrucción controlada de gas, así como la verificación de su cumplimiento y demás
procedimientos correctivos en casos de incumplimiento, se realizarán en los términos establecidos en los
capítulos VI, VII y VIII.
TRANSITORIOS
PRIMERO. Las presentes disposiciones técnicas entrarán en vigor el día 1 de diciembre de 2009.
SEGUNDO. Estas disposiciones técnicas se aplicarán a los nuevos proyectos que quedarán sujetos a
dictaminación por parte de la Comisión, en términos de la fracción V, del artículo 4 de la Ley de la Comisión
Nacional de Hidrocarburos, hasta la publicación y entrada en vigor de los respectivos Lineamientos para el
Diseño de los Proyectos de Exploración y explotación de Hidrocarburos.
TERCERO. En tanto la Comisión no emita las disposiciones técnicas en materia de medición referidas en
los artículos 33 y 34, mantendrán su vigencia la normatividad interna de PEMEX.
CUARTO. La Comisión emitirá el manual de verificación de las instalaciones en materia de quema y
venteo de gas al cual hace referencia el artículo 44 de las presentes disposiciones, dentro de los tres meses
posteriores a la entrada en vigor de las presentes disposiciones.
Asimismo, en ausencia de publicación de las Normas Oficiales Mexicanas y los Procedimientos de
Evaluación de la Conformidad a los que hace referencia el artículo 46 de las presentes disposiciones técnicas,
la Comisión emitirá los instructivos por los que PEMEX realizará la revisión de los instrumentos de medición y
pruebas de equipo y de operación de las instalaciones dedicadas la recuperación y destrucción controlada de
gas.
QUINTO. A efecto de dar cumplimiento a lo dispuesto en el capítulo IX de las presentes disposiciones,
PEMEX y la Comisión conformarán un grupo de trabajo, a efecto de establecer un programa de trabajo
conjunto para la revisión de los proyectos en operación y su calendarización. Dicha revisión deberá comenzar,
a más tardar, dentro del mes de febrero de 2010.
Para cumplir con este objetivo, PEMEX deberá presentar, dentro de los treinta días posteriores a la
entrada en vigor de las presentes disposiciones, los planes de trabajo por campo que se tienen proyectados
para el año 2010, en materia de quema y venteo de gas.
Dentro de dicho plan se especificarán los montos y la calendarización de inversiones en instalaciones y
equipos, por campo, que se tiene proyectada realizar durante el 2010, así como la normativa interna y demás
manuales o documentos que actualmente norman el manejo operativo de la quema y venteo de gas.
Viernes 4 de diciembre de 2009
DIARIO OFICIAL
(Primera Sección)
Asimismo, se elaborará un reporte a nivel nacional proyectado para el próximo año, conforme al artículo 5
de las presentes disposiciones.
SEXTO. Dentro del grupo de trabajo referido en el transitorio anterior, PEMEX y la Comisión revisarán la
normativa y los manuales internos vigentes, a efecto de elaborar los instructivos y reportes a través de los
cuales se notificarán los avances y cumplimiento de las obligaciones establecidas en las presentes
disposiciones. Lo anterior, con el objeto de evitar duplicidades de información.
SEPTIMO. PEMEX definirá el nivel jerárquico de los responsables oficiales referidos en el artículo 30, que
serán nombrados para supervisar el cumplimiento de las presentes disposiciones técnicas en las
instalaciones, los cuales deberán contar con las facultades suficientes para ordenar las medidas
operacionales que se requieran para evitar la quema o el venteo de gas.
México, D.F., a 12 de noviembre de 2009.- El Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, Juan
Carlos Zepeda.- Rúbrica.
(R.- 299287)